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octubre 28, 2022
"Que se aprenda de lo ocurrido". Los aspectos que deberían modificarse en una próxima subasta que contemple la biomasa
Elías Hernández, miembro de la junta de AVEBIOM, comenta tres ejes que podrían modificarse de cara la próxima licitación, para que los proyectos ganen en sostenibilidad a futuro y evitar que las ofertas de medianos proyectos se queden fuera.

Esta semana, se realizó la tercera subasta del Régimen Económico de Energías Renovables (REER), en la que se adjudicaron un total de 177 MW, siendo 146 MW para la biomasa y 31 MW para la fotovoltaica. Mientras que la termosolar quedó desierta.

En diálogo con Energía Estratégica España, el miembro de la junta de AVEBIMO, Elías Hernández, destaca: “La subasta no puede considerarse buena en general, ha quedado parcialmente desierta”.

En el caso de la biomasa, remarca que la mayor parte de las ofertas se han ido por encima del precio máximo, y puntualmente de los proyectos de menos de 20 MW, que tenían un cupo reservado de 40 MW, ninguna de las propuestas ha logrado entrar.

“En general, solo se han adjudicado tres, dos plantas de 50 MW y una de 46 MW. Y la de Hunosa es una central de residuos de lavado de carbón que se modificará para quemar biomasa, y como su capex es más bajo, hizo una oferta agresiva de €72,38. Es raro que se la tome como una central nueva”, explica el directivo.

Además, recuerda que, según el calendario del MITECO, para el 2023 y el 2024 se planea realizar otras dos adjudicaciones, donde la biomasa tendrá un poco de 120 MW en cada una.

Esperamos que se apliquen cambios en próximas ediciones, que se aprenda de lo ocurrido y que se mejoren. Al final es para ayudar al sistema y no tiene sentido que no fomentes este tipo de energías locales” indica el directivo.

En este sentido, el ejecutivo comenta que hay tres características que deberían mejorarse de cara a las siguientes subastas, la primera es anexar el precio a la inflación.

“Tanto la producción de biomasa, como la mano de obra que emplean las plantas, tienen como principal ‘driver’ a la inflación. Si los ingresos son fijos, el margen comienza a estrecharse a medida que pasa el tiempo. Y que el promotor absorba en el precio que da 20 años de inflación, no parece muy realista”, señala Hernández.

Luego, hace hincapié en el precio máximo de las ofertas, destacando que no deberían ser iguales para grandes plantas, que para las de menos de 20 MW, ya que impide la competitividad entre ellas, favoreciendo a las grandes empresas.

“Así no fomentas las de mediano tamaño tampoco. No tiene sentido que hagas un cupo de 40 MW para plantas de menos 20 MW, si después pones un valor que hace que se pasen las ofertas”, enfatiza el ejecutivo.

Y finalmente, hace referencia al coeficiente de ajuste de participación de mercado: “Estas plantas pueden funcionar hasta 8.000 horas, no tiene sentido que la propia planta no reciba su precio de adjudicación y que lo modules por el precio del mercado, es ridículo”

Al funcionar 8.000 horas, no tienes capacidad de regulación, con lo cual no eres capaz de optimizar tu producción de acuerdo a los precios de mercado. Debería cambiarse para que el precio adjudicado sea el que realmente ve la planta”, subraya Hernández.

En este punto, el ejecutivo señala que estas situaciones demuestran que estas subastas están hechas para proyectos fotovoltaicos y eólicos, para quienes los costes no están indexados a la inflación.

Sus costes de explotación son mínimos, menos del 10% de los ingresos. Por eso no funciona para tecnologías como la biomasa, porque sus costes de explotación y combustible suponen un 50%, y ese precio si está supeditado a cifras que suben con la inflación”, concluye Hernández.

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